公司资产与业务布局 - Conesville Plant是位于俄亥俄州Conesville的一座退役单机组燃煤发电厂，总容量651兆瓦[11] - Cook Plant是由I&M拥有的一座两机组、2288兆瓦的核电站[11] - Maverick是中北风力能源设施的一部分，在俄克拉荷马州拥有287兆瓦的风力发电[14] - AEP拥有俄亥俄河谷电力公司43.47%的股份[16] - PATH西弗吉尼亚输电公司由第一能源和AEP各持股50%[16] - 2021年4月收购的Sundance项目在俄克拉荷马州拥有199兆瓦风力发电能力[17] - 约翰·W·特克 Jr. 电厂位于阿肯色州，装机容量650兆瓦，SWEPCo拥有其73%的股份[17] - 截至2021年6月30日，AEP发电与营销部门子公司有1633兆瓦的合同可再生能源项目投入运营，155兆瓦项目在建，预计资本成本2.21亿美元[66] - 2020年，PSO和SWEPCo获批收购1485兆瓦的北中风力设施，PSO占45.5%，SWEPCo占54.5%，项目成本约20亿美元[66] - 2021年4月，PSO和SWEPCo以2.7亿美元收购Sundance部分权益，总投资预计2.91亿美元[68] - 截至2021年6月30日，KPCo总资产约28亿美元，总权益约8.47亿美元；KTCo总资产约1.57亿美元，总权益约7300万美元[70] - 截至2021年6月30日，Racine的账面净值为4500万美元，预计第三季度完成出售[72] - SWEPCo在多利特山电站的净投资份额为1.47亿美元，2021年6月30日燃料库存和未开票燃料成本为1.19亿美元，净超额收回燃料余额为1700万美元[74] - SWEPCo在皮基电厂的净投资份额为2.06亿美元，2021年6月30日燃料库存和未开票燃料成本为1.48亿美元，净超额收回燃料余额为1700万美元[77] - 2021年4月20日，I&M和AEGCo达成协议，以1.155亿美元收购罗克波特电厂2号机组100%权益[84] - 截至2021年6月30日，AEP系统拥有约24700兆瓦发电容量，其中约12100兆瓦为燃煤发电[94] - 基于管理层估计，AEP到2027年为满足现有和拟议要求的未来投资在3.5亿美元至7亿美元之间[94] - 截至2021年6月30日，罗克波特1号机组等多座工厂有相应的发电容量、账面价值和预计退役日期[107] - PSO公司东北电厂3号机组净账面价值为1.832亿美元，加速折旧监管资产为1.192亿美元，预计退役日期为2026年，年折旧额为1490万美元[117] - SWEPCo公司多利山电站净账面价值为2730万美元，加速折旧监管资产为1.143亿美元，预计退役日期为2021年，年折旧额为780万美元[117] - SWEPCo公司皮尔基电厂净账面价值为1.385亿美元，加速折旧监管资产为4940万美元，预计退役日期为2023年，年折旧额为1360万美元[117] 政策法规与监管事项 - 2017年12月22日美国企业联邦所得税税率从35%降至21%，2018年1月1日生效[17] - 2021年2月，恶劣冬季天气影响APCo、KPCo、PSO和SWEPCo服务区域，造成停电、基础设施损坏和SPP市场条件中断[25] - 截至2021年6月30日，恶劣冬季天气导致约6500万美元资本支出和1.44亿美元修复费用[25] - 约1.38亿美元修复费用为增量修复费用，已作为监管资产递延[25] - KPCo打算在下一次基本费率案中寻求收回增量风暴修复成本，APCo和SWEPCo预计将单独申请收回[25] - 若任何修复成本无法收回，可能会减少未来净收入和现金流并影响财务状况[25] - PSO和SWEPCo因2021年2月恶劣冬季天气分别产生6.69亿美元和4.53亿美元递延监管资产[27] - 2021年3月阿肯色州PSC授权在五年内收回零售客户燃料成本，SWEPCo 4月开始收回，已提交5年回收期、6.05%税前回报率方案获支持，其他方建议回收期5 - 20年、税前回报率1.65%[28] - 2021年第一季度SWEPCo因恶劣冬季天气向批发客户开票1.04亿美元，截至6月30日有6300万美元应收账款未收回[32] - 2021年3月PSO动用1亿美元循环信贷额度，SWEPCo发行5亿美元高级无担保票据，母公司获得5亿美元364天定期贷款并向PSO和SWEPCo分别注资4.25亿美元和1亿美元，4月PSO又获母公司1.25亿美元注资[33] - 弗吉尼亚州SCC为APCo 2020 - 2022三年审查期批准9.2%的预期ROE，有140个基点的区间[44] - 2021年4月APCo向弗吉尼亚最高法院申请临时费率，请求将弗吉尼亚州年度基本费率提高4000万美元，5月被驳回[48] - 2020年6月OPCo请求将年度基本费率提高4200万美元，2021年3月达成联合协议，同意年度收入减少6800万美元，ROE为9.7%[50] - 2020年8月飓风劳拉致SWEPCo超13万客户停电，截至2021年6月30日，估计产生8300万美元增量运维费用（8100万美元已作为路易斯安那州监管资产递延）和3000万美元增量资本支出[51] - 俄亥俄州HB 6法案自2020年12月31日起逐步淘汰现有能效计划，OPCo每年损失2600万美元共享节约收入[53] - 2021年3月，APCo和WPCo向WVPSC提交提案，初始申请每年增加5000万美元（APCo占4100万），首年提价上限为总零售收入的3.5%，后续为3%，总体上限9.5%[56] - 2021年7月，WVPSC批准投资跟踪机制，初始年收入要求为4400万美元（APCo占3500万），基于9.25%的ROE[57] - 若FERC按2021年4月补充NOPR修改RTO激励政策，AEP税前收入每年可能减少5500万 - 7000万美元[61] - 2020年6月，SWEPCo向PUCT提交得克萨斯州零售业务燃料对账文件，对账期为2017年3月1日至2019年12月31日[75] - 2021年3月，LPSC允许SWEPCo在2021年最多收回2000万美元燃料成本，并推迟约3000万美元额外成本的收回[75] - 2021年3月，APSC批准燃料费率，允许通过现有燃料条款在五年内收回阿肯色州分担的2021年多利特山电站燃料成本[75] - 2021年5月，AEP收到SEC执法部门传票，公司正全力配合调查[91] - 2007年，AEP东部子公司与多方达成新源审查诉讼同意令，该令已修改6次，最近一次在2020年[96] - 2020年12月APCo申请监管批准以实施CCR和ELG合规计划，并寻求收回对阿摩斯和登山者工厂的2.4亿美元投资；2021年7月弗吉尼亚高级听证审查员建议此时拒绝APCo的请求[108] - 2020年12月和2021年2月，WPCo和KPCo申请监管批准以实施CCR和ELG合规计划，并寻求收回对米切尔工厂的1.32亿美元投资；2021年7月KPSC批准仅CCR替代方案并拒绝完整计划；截至2021年6月30日，米切尔工厂CCR和ELG投资余额分别为200万美元和400万美元[109] - 2020年8月联邦环保局修订CCR规则，要求无衬里CCR储存池塘在2021年4月11日前停止运营并开始关闭；提供两种延期选项[105] - 第一种延期选项，大多数机组不迟于2023年10月15日停止接收CCR，少数机组不迟于2024年10月15日[106] - 第二种延期选项为退休选项，40英亩及以下CCR储存池塘的发电设施在2023年10月17日前停止运营并关闭池塘，大于40英亩的在2028年10月17日前[110] - 2020年10月修订的ELG规则为底灰运输水的再利用和排放提供新选项，为退役机组提供例外，并将合规期限延长至2025年12月[114] - 公司已宣布威尔士2号机组等工厂的退役或提前关闭计划[116] 公司销售与电量数据 - 2021年第二季度AEP天气正常化零售销量同比增长6.3%，其中居民销量下降3.1%，工业销量增长12.8%，商业销量增长10%[40] - 2021年上半年AEP天气正常化零售销量同比增长1.9%，其中居民销量下降0.5%，工业销量增长2.8%，商业销量增长3.9%[41] - 2021年第二季度，垂直整合公用事业板块收入为22.606亿美元，2020年同期为20.92亿美元；上半年收入为47.979亿美元，2020年同期为43.187亿美元[130] - 2021年第二季度，垂直整合公用事业板块零售总售电量为213.55亿千瓦时，2020年同期为203.36亿千瓦时；上半年为443.15亿千瓦时，2020年同期为429.69亿千瓦时[131] - 2021年第二季度，垂直整合公用事业板块批发总售电量为44.87亿千瓦时，2020年同期为49.24亿千瓦时；上半年为91.29亿千瓦时，2020年同期为85.42亿千瓦时[131] - 2021年6月30日，东部地区实际供暖度日数为170，2020年同期为212；实际制冷度日数为359，2020年同期为324[133] - 2021年6月30日，西部地区实际供暖度日数为35，2020年同期为49；实际制冷度日数为652，2020年同期为673[133] 公司财务指标变化 - 2021年第二季度，公司归属AEP普通股股东的收益从2020年的5.21亿美元增至5.78亿美元，主要因有利的费率程序、输电投资增加和ChargePoint投资未实现收益，部分被疫情导致的运营维护费用增加抵消[127] - 2021年上半年，公司归属AEP普通股股东的收益从2020年的10.16亿美元增至11.53亿美元，主要因有利的费率程序、天气相关用电量增加、输电投资增加和ChargePoint投资未实现收益，部分被疫情导致的运营维护费用增加抵消[128] - 2020年第二季度净收入为2.559亿美元，2021年第二季度为2.282亿美元[137] - 2021年上半年净收入为4.986亿美元，2020年同期为5.012亿美元[140][141] - 2021年第二季度零售利润率增加9600万美元，2021年上半年增加1.95亿美元[137][141] - 2021年第二季度系统外销售利润率增加600万美元，2021年上半年增加2400万美元[137][141] - 2021年第二季度输电收入增加100万美元，2021年上半年增加1100万美元[138][143] - 2021年第二季度其他运营和维护费用增加7900万美元，2021年上半年增加1.28亿美元[138][143] - 2021年第二季度折旧和摊销费用增加4100万美元，2021年上半年增加9100万美元[138][143] - 2021年第二季度非所得税增加1100万美元，2021年上半年增加1700万美元[138][143] - 2021年第二季度所得税费用增加400万美元，2021年上半年增加130万美元[138][141] - 2021年第二季度利息费用增加20万美元，2021年上半年减少500万美元[137][143] - 2021年第二季度，公司来自输配电公用事业的归属于AEP普通股股东的收益为1.537亿美元，2020年同期为1.395亿美元[152] - 2021年第二季度，零售利润率增加7700万美元，其中俄亥俄州基本输电成本附加费收入和可收回的PJM费用净增加3000万美元[152] - 2021年第二季度，系统外销售利润率减少1900万美元，其中俄亥俄州减少1300万美元，主要由于OVEC成本的不利递延[154] - 2021年第二季度，输电收入增加3000万美元，其中得克萨斯州因输电投资增加带来的临时费率上调增加2000万美元[154] - 截至2021年6月30日的六个月，公司来自输配电公用事业的归属于AEP普通股股东的收益为2.681亿美元，2020年同期为2.557亿美元[159] - 截至2021年6月30日的六个月，零售利润率增加1.01亿美元，其中俄亥俄州基本输电成本附加费收入和可收回的PJM费用净增加8800万美元[159] - 截至2021年6月30日的六个月，系统外销售利润率减少5600万美元，其中得克萨斯州减少2900万美元，主要由于奥克拉联合电站于2020年9月退役[160] - 截至2021年6月30日的六个月，输电收入增加4300万美元，其中得克萨斯州因输电投资增加带来的临时费率上调增加3900万美元[160] - 2021年第二季度，得克萨斯州冷却度日数下降11%，导致与天气相关的用电量减少600万美元[154] - 截至2021年6月30日的六个月，得克萨斯州加热度日数增加229%，冷却度日数下降17%，使得与天气相关的用电量增加1300万美元[159] - 德州分销相关费用减少600万美元[162] - 折旧和摊销费用减少7000万美元，其中德州证券化摊销减少9300万美元[162] - 2021年第二季度，AEP Transmission Holdco传输收入增加1.29亿美元，主要因持续投资传输资产增加6800万美元等[168] - 2021年上半年，AEP Transmission Holdco传输收入增加1.95亿美元